El gran cero eléctrico del 28 de abril de 2025 sigue generando un intenso choque entre las principales eléctricas y Red Eléctrica de España. Meses después del apagón que dejó sin suministro a prácticamente toda la península Ibérica, las versiones sobre lo ocurrido continúan enfrentadas en el Senado, en los informes técnicos y en el propio sector.
En las sucesivas comparecencias de la comisión de investigación, Endesa e Iberdrola han apuntado directamente al operador del sistema como responsable de un error de planificación y de una reacción insuficiente ante las señales de alarma previas. Desde el otro lado, Redeia (matriz de Red Eléctrica) insiste en que el origen del problema estuvo en el comportamiento de determinadas instalaciones de generación, entre ellas una gran planta fotovoltaica en Badajoz.
El día del cero eléctrico: avisos previos y acusaciones cruzadas
El relato que han llevado al Senado José Bogas (Endesa) y Mario Ruiz-Tagle (Iberdrola España) parte de la misma idea: el sistema eléctrico peninsular arrastraba desde meses antes episodios de inestabilidad de tensión y frecuencia que se venían notificando a Red Eléctrica sin que se tomaran medidas de fondo.
Bogas ha explicado que, ya desde primeras horas de la mañana del 28 de abril, los equipos de Endesa detectaron “muestras claras de una inestabilidad en la frecuencia”, con oscilaciones que, según su versión, se notificaron al operador del sistema más de una hora antes del apagón. La respuesta que dice haber recibido de los técnicos de Red Eléctrica fue que “estaban entrando y saliendo las fotovoltaicas” y que, especialmente en el sur de la península, no había suficiente generación síncrona capaz de corregir esos desajustes.
Ruiz-Tagle coincide en que aquel lunes fue un día “particularmente tenso” desde la medianoche anterior. Según el directivo de Iberdrola, hubo multitud de llamadas y comunicaciones formales en las que se avisaba de problemas de control de tensión similares a los ya registrados en semanas previas, incluida la parada de una refinería de Repsol en Cartagena y desconexiones puntuales en la red ferroviaria de Adif, que las eléctricas vinculan al mismo patrón de fallos.
Para ambos ejecutivos, la clave no está en una suma difusa de factores, sino en lo que califican como “un único error de planificación” por parte de Red Eléctrica: programar aquel día un número muy reducido de centrales con capacidad de gestionar dinámicamente la tensión, es decir, poca generación síncrona (ciclos combinados, nuclear o hidráulica) repartida de forma poco equilibrada, especialmente en el sur de España.
Cómo se desencadenó el colapso del sistema
Durante su intervención, Bogas reconstruyó la secuencia técnica del apagón. Según su versión, se produjeron dos oscilaciones de frecuencia imprevistas: una con origen en una gran planta fotovoltaica de la provincia de Badajoz y otra ligada a la interconexión con Francia. Red Eléctrica habría corregido con rapidez esas desviaciones, modificando la topología de la red, los intercambios con Portugal y Francia y el modo de operación.
El consejero delegado de Endesa sostiene que, al hacer estas maniobras, el operador redujo de forma sustancial las “herramientas” disponibles para controlar la tensión, al retirar potencia síncrona equivalente a una veintena de ciclos combinados de gas cuando solo había media docena en marcha. El resultado habría sido dejar al sistema en una “situación de debilidad extrema” justo antes de que se produjera el colapso generalizado.
A pesar de que se han señalado hasta una docena de centrales convencionales que se desconectaron casi al mismo tiempo, Bogas defiende que, con los datos que maneja Endesa, todas sus instalaciones cumplieron rigurosamente los umbrales de seguridad y no se dispararon hasta que las condiciones de la red superaron los límites establecidos. A su juicio, para que fallen tantas centrales a la vez tiene que existir una inestabilidad muy severa en el conjunto del sistema.
En paralelo, Ruiz-Tagle subraya que el 28 de abril fue precisamente el día con menos ciclos combinados y nucleares despachados, y que la distribución geográfica de estas centrales fue especialmente baja en el sur peninsular, zona en la que se localiza tanto la planta fotovoltaica de Badajoz como buena parte de las oscilaciones registradas.
Ambos directivos insisten en que, aunque las renovables complican el control de tensión, existen herramientas técnicas y de operación para mitigar esos riesgos, y que la responsabilidad última de decidir qué grupos deben funcionar para garantizar la estabilidad es de Red Eléctrica, que puede modificar los resultados del mercado diario aplicando restricciones técnicas.
La fotovoltaica Núñez de Balboa y el papel de las renovables
Uno de los puntos más delicados del debate es la planta fotovoltaica de alta potencia en Badajoz señalada por Redeia como origen de la oscilación de frecuencia de 0,6 Hz registrada a las 12:03 horas, poco antes del apagón. En el Senado, la presidenta de Redeia, Beatriz Corredor, aseguró que esa instalación “se comportó de forma indebida” y que ya había tenido un incidente similar un año antes.
En su comparecencia, Mario Ruiz-Tagle reconoció “por primera vez” que la planta es propiedad de Iberdrola y confirmó que se trata de Núñez de Balboa, una de las mayores fotovoltaicas de Europa, con unos 500 MW. Sin embargo, negó que la instalación fuera el origen del apagón o que hubiera habido una mala gestión u operación ese día. Según su explicación, la planta “solo recibe las oscilaciones de la red y las acompaña”, sin capacidad para provocarlas por sí misma.
El CEO de Iberdrola recordó un incidente previo, en marzo de 2024, cuando una prueba de evacuación por un único transformador generó una oscilación de 0,8 Hz que se disipó sin impacto en el sistema eléctrico. Para él, este precedente demuestra que las oscilaciones por sí solas no bastan para hacer caer la red si el sistema está bien respaldado por generación síncrona y una operación adecuada.
Las eléctricas admiten que la gran penetración de renovables intermitentes -eólica y solar- hace más compleja la gestión de la tensión y de la frecuencia, pero consideran que el problema no está en la existencia de estas tecnologías, sino en cómo se planifica el respaldo térmico y la distribución geográfica de los recursos síncronos. En su opinión, “no puede ser” que cada primavera y otoño se repitan episodios similares sin que se modifique de raíz la forma de operar.
De fondo late un debate más amplio sobre hasta qué punto deben exigir los códigos de red a las centrales convencionales. Ruiz-Tagle recuerda que estas instalaciones tienen obligación de cumplir los rangos técnicos en al menos el 75% de las muestras que recoge el operador, y acusa a Red Eléctrica de querer elevar esas exigencias a niveles que las turbinas no soportarían físicamente.
Red Eléctrica, operación reforzada y factura de la luz
Tras el cero eléctrico, Red Eléctrica ha implantado un modo de “operación reforzada” que se mantiene desde mayo de 2025. Este esquema consiste, básicamente, en programar más grupos síncronos -sobre todo ciclos combinados de gas- a lo largo del día para disponer de un colchón adicional de estabilidad en frecuencia y tensión frente a eventos imprevistos.
Según los datos que ha facilitado el operador, este refuerzo supuso entre mayo y diciembre un coste de unos 516 millones de euros, equivalente al 2,18% de los costes totales del sistema eléctrico español en ese periodo. La presidenta de Redeia, Beatriz Corredor, ha defendido que se mantendrá este modo mientras no quede acreditado que “todo el mundo cumple los requisitos normativos de control de tensión”.
Las cifras manejadas por el sector, no obstante, son sensiblemente más elevadas. Endesa ha calculado que la operación reforzada incrementa la factura eléctrica en torno a 1.100 millones de euros al año, prácticamente el doble de lo que señala Red Eléctrica. José Bogas ha llegado a calificar este sobrecoste como “una fiesta que finalmente paga el ciudadano”, al repercutirse en parte en los precios finales.
Ruiz-Tagle ha reconocido que una parte de ese encarecimiento ya se está trasladando a los consumidores, especialmente a quienes tienen tarifas indexadas al mercado, mientras que los clientes con precios fijos lo notarán cuando renueven sus contratos. Las grandes industrias, que sufrieron paradas súbitas de líneas de producción durante el apagón, son otro de los colectivos más afectados por estos costes.
Estudios como el de OBS Business School sitúan las pérdidas totales del accidente entre 1.000 y 5.000 millones de euros, sumando daños directos e indirectos, con especial peso en la gran industria. A esto hay que añadir las reclamaciones que están llegando a las compañías eléctricas -de momento, según Bogas, por “pocos millones”- y el lucro cesante potencial de muchas empresas.
Un sistema cada vez más renovable y con tensión política creciente
El apagón de abril de 2025 ha sido el detonante de un debate político-empresarial sin precedentes sobre el estado de la red y la forma de gestionar un mix eléctrico cada vez más dominado por las renovables. El Gobierno, que también ha elaborado su propio informe, ha señalado tanto a Red Eléctrica como a las grandes compañías por su papel en el incidente.
El informe de Moncloa habla de un episodio multifactorial, en el que confluyeron fallos de gestión de la red, respuestas inadecuadas de algunas instalaciones y una configuración de generación insuficientemente robusta. Sin embargo, Endesa e Iberdrola rechazan esta lectura “coral” y mantienen que la causa “central y determinante” fue la programación del operador con un número limitado de grupos con control dinámico de tensión.
El propio Bogas ha cuestionado la independencia de la investigación europea de Entso-E, al considerar una “mala práctica” que Red Eléctrica forme parte del grupo que analiza un incidente en el que está directamente implicada. A su juicio, el sistema eléctrico español tiene una base sólida y un marco de planificación -el PNIEC- razonable, pero con una gestión del día a día que no ha sabido adaptarse a la realidad operacional.
Por su parte, en los pasillos del sector se recuerda que España llegó a ser un referente europeo tras la gran modernización de las redes de los años 80, y que el reto actual no es menor: integrar una oleada de generación renovable y de nuevas demandas sin perder seguridad de suministro. El apagón de 2025, el primero de este calibre en la UE, ha puesto en cuestión que el país esté respondiendo con la suficiente anticipación.
Mientras tanto, Red Eléctrica defiende que actuó dentro de los procedimientos y con la información disponible, y que el verdadero problema fue la respuesta de ciertas centrales y la falta de cumplimiento de algunos requisitos técnicos. El cruce de acusaciones, lejos de apagar el incendio, mantiene viva la polémica sobre quién falló y en qué momento.
CNMC, permisos de enganche y saturación de la red tras el apagón
En paralelo a la investigación del cero eléctrico, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) está elaborando una auditoría exhaustiva de los puntos de acceso a la red eléctrica española: cuántos hay concedidos o solicitados, en qué subestaciones y a nombre de quién. Se trata de la primera radiografía de este tipo en España, impulsada en parte por la sensación de red saturada y de “cuello de botella” que el apagón ha hecho aún más visible.
El análisis abarca unos 800.000 kilómetros de redes de transporte y distribución, con alrededor de 6.000 subestaciones, muchas compartidas entre distintas empresas. El objetivo es detectar sobredemanda de permisos, posibles duplicidades y proyectos que acaparan capacidad sin desarrollarse, en un contexto de boom de peticiones de enganche tanto para generación renovable como para nuevos grandes consumos: centros de datos, hidrógeno verde, grandes polígonos industriales electrificados o redes de recarga para vehículo eléctrico.
Datos preliminares difundidos por la patronal Aeléc -que agrupa a Iberdrola, Endesa y EDP- apuntan a que, a finales de 2024, había más de 67.000 MW solicitados de nuevos puntos de acceso, una cifra equivalente a la mitad de toda la potencia instalada en España y muy por encima del pico histórico de demanda. Una parte sustancial de estas solicitudes corresponde a data centers y a proyectos de almacenamiento con baterías, además de desarrollos urbanísticos, hidrogeneras y electrolineras.
La CNMC cruzará los datos de todas las empresas para verificar si hay proyectos que han pedido permiso en varios nodos a la vez, si existen licencias antiguas que siguen sin movimiento años después y en qué medida esta maraña de solicitudes está contribuyendo a la saturación real de la red. La idea es disponer de una base sólida para “limpiar” permisos sin visos de ejecutarse y, llegado el caso, plantear cambios regulatorios.
Esta auditoría se suma al mapeo de huecos de capacidad que impulsa el Gobierno para identificar dónde queda margen real de enganche, tanto en la red de transporte de Red Eléctrica como en las redes de distribución que gestionan las grandes eléctricas. Ambas herramientas están muy ligadas al debate abierto tras el apagón: si el sistema puede absorber toda la nueva potencia que quiere conectarse y en qué condiciones se debe hacer para no aumentar los riesgos de inestabilidad.
Reacciones empresariales, confianza del mercado y próximos pasos
El cero eléctrico no solo ha tenido impacto regulatorio y político; también ha provocado un cambio de actitud entre las empresas conectadas a la red. Informes como el de Grant Thornton señalan que alrededor del 86% de las compañías españolas de tamaño medio han reforzado sus protocolos internos de continuidad de negocio y respuesta ante apagones masivos. Solo una minoría ve lo ocurrido como un episodio aislado que no requiere cambios.
En el plano financiero, los directivos de Endesa e Iberdrola recalcan que la estabilidad regulatoria y la claridad sobre responsabilidades serán claves para mantener el ritmo inversor en redes y generación. Ambos han defendido públicamente la necesidad de adaptar, con flexibilidad, el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima a la realidad diaria del sistema, sin cuestionar sus objetivos, pero sí la forma en que se implementa.
El sector, las instituciones y los operadores europeos coinciden en reclamar protocolos de operación más robustos para sistemas altamente renovables, con mayor foco en el control dinámico de tensión, la respuesta rápida ante oscilaciones y el dimensionamiento adecuado de la potencia síncrona disponible en cada momento. En este contexto, la operación reforzada que ahora se mantiene en España se ve tanto como un parche de urgencia como un anticipo de lo que podría ser el estándar de operación futura.
En el ámbito parlamentario, la comisión del Senado continúa escuchando a directivos, reguladores y expertos, mientras se espera el cierre de los distintos informes -nacionales y europeos- que deben aclarar de forma definitiva qué ocurrió aquel 28 de abril. Las conclusiones influirán en cómo se reparten las responsabilidades, en la posible revisión de los códigos técnicos y en eventuales cambios en la gobernanza de la red.
La batalla por el relato de la “Red Eléctrica del apagón” resume, en el fondo, las tensiones de un sistema eléctrico que transita hacia las renovables a gran velocidad mientras trata de no perder seguridad ni competitividad: de un lado, un operador que defiende su actuación y reclama más inversiones; del otro, unas eléctricas que piden reglas claras, más respaldo síncrono y costes repartidos con justicia; y en medio, empresas y hogares que miran con preocupación tanto el riesgo de nuevos apagones como el impacto de esta pugna en su factura de la luz.